Ein Batteriespeicher kann Solarstrom für Stunden bereithalten, in denen die Sonne nicht scheint. Für ein Stromnetz ist das nützlich. Für eine Bank stellt sich aber eine andere Frage: Wer zahlt über Jahre zuverlässig für diese Leistung? In Indonesien entscheidet die Antwort mit darüber, ob geplante Anlagen gebaut werden.
Die Internationale Energieagentur (IEA) sieht das größte Hindernis nicht in einem allgemeinen Mangel an Kapital. Es fehlen vielmehr genügend Projekte, deren künftige Einnahmen für Kreditgeber und Investoren verlässlich genug erscheinen. Gerade für eigenständige Batteriespeicher sind Vergütung und Nutzung noch nicht ausreichend geklärt. Der technische Nutzen allein zahlt weder den Kredit noch den späteren Ersatz alternder Batterien.
Ein Plan mit sehr unterschiedlichen Anlagen
Indonesiens staatlicher Stromversorger PLN plant im Stromversorgungsplan für 2025 bis 2034 nach Angaben der IEA rund sechs Gigawatt eigenständige Speicherleistung. Hinzu kommen 3,6 Gigawatt hybride Leistung aus Solar- und Batteriesystemen. Diese zweite Zahl bezeichnet das kombinierte Projekt und darf nicht als reine Batterieleistung gelesen werden. Es handelt sich um Planwerte, nicht um bereits installierte Anlagen.
Die Aufgaben unterscheiden sich. Eigenständige Batterien können Lastspitzen abfedern und dem Netz helfen, stabil zu bleiben. Ein Solarpark mit Speicher kann Strom zeitlich verschieben: Ein Teil der Erzeugung wird zunächst geladen und später abgegeben. In abgelegenen Regionen kann die Kombination die Stromversorgung ergänzen. Wie viel ein Projekt tatsächlich leistet, hängt von seinem Standort, seiner Auslegung und seinem Betrieb ab.
Für die Batterien der betrachteten Projektpipeline veranschlagt die IEA von 2026 bis 2034 insgesamt etwa fünf Milliarden US-Dollar. Rund drei Milliarden ordnet sie PLN zu, zwei Milliarden privaten Investoren. Das sind Schätzungen für einen Plan, keine bereits zugesagten oder ausgegebenen Summen. Die Größenordnung zeigt dennoch, warum die Finanzierung neben der Technik eine eigene Aufgabe ist.
Warum Nutzen und Einnahmen auseinanderfallen
Eine Batterie kann mehrere Dienste leisten. Sie kann Energie verschieben und auf Anforderungen des Netzbetriebs reagieren. Doch ein wirtschaftlicher Nutzen für das gesamte Stromsystem wird nicht automatisch zu einer Rechnung, die ein Betreiber stellen darf. Dazu müssen Leistung, Zuständigkeit, Preis und Laufzeit vereinbart werden.
Ein Kreditgeber schaut deshalb auf den erwarteten Geldfluss: Reichen die Zahlungen voraussichtlich aus, um den Baukredit samt Zinsen zu bedienen und den Betrieb zu finanzieren? Wenn unklar bleibt, wie häufig die Batterie eingesetzt wird und welche Dienste bezahlt werden, lässt sich diese Rechnung schwerer aufstellen. Auch die Batterie altert im Betrieb. Wer für die damit verbundenen Kosten einsteht, beeinflusst die Vertragskalkulation.
Für Solar-Speicher-Kombinationen bestehen laut IEA bereits Grundlagen, Kosten über Stromabnahmeverträge mit PLN zurückzuholen. Ein solcher Vertrag legt fest, unter welchen Bedingungen Strom gekauft und bezahlt wird. Bei eigenständigen Batterien fehlen nach Einschätzung der Agentur entsprechende klare Regelungen. Sie nennt langfristige Verträge und verlässliche Zahlungen für verfügbare Leistung als mögliche Bausteine.
Ein Vertrag löst nicht jede Unsicherheit. Die IEA verweist auch auf Genehmigungen, technische Anforderungen und den Umgang mit dem Verschleiß. Für internationale Kreditgeber kann außerdem das Währungsrisiko wichtig sein: Entstehen Kosten oder Schulden in einer anderen Währung als die Einnahmen, verändern Wechselkurse die Rechnung. Heimische Banken wiederum haben laut IEA bislang wenig Erfahrung mit der Finanzierung solcher Speicher.
Der Standort verändert die Rechnung
Indonesien besteht aus vielen Inseln und Stromsystemen. Die IEA erwartet einen Großteil der eigenständigen Speicher in den stärker entwickelten Netzen von Sumatra sowie Java, Madura und Bali. Hybride Projekte privater Betreiber sind dagegen auch in entlegeneren Regionen vorgesehen. Dort können kleinere Systeme und höhere Anschlusskosten die Finanzierung erschweren.
Gleichzeitig muss PLN seine Mittel auf Erzeugung, Leitungen und Verteilung verteilen. Die IEA beschreibt private Beteiligung deshalb als wichtigen Teil des Plans. Ein privater Betreiber kann aber nur dann dauerhaft investieren, wenn die vereinbarte Vergütung seine Kosten und Risiken ausreichend abdeckt. Ein niedriger Strompreis kann für Verbraucher wichtig sein und zugleich die Einnahmen eines Projekts begrenzen.
Ein Beispiel für diesen Zielkonflikt beschreibt die Weltbank beim Programm ISLE-2 auf Kalimantan und Sumatra. Dort begrenzen laut ihrer Darstellung Preisregeln die Erlöse von Solarprojekten mit Speicher. Die Bank führt aus, ein Zuschuss von zwölf Millionen Dollar für Batterietechnik könne die erwartete Rendite in ihrer Rechnung von neun auf elf Prozent erhöhen. Das ist die Projektion einer beteiligten Finanzierungsinstitution, kein Nachweis, dass die Anlagen bereits diese Rendite erzielen.
Was öffentliche Förderung leisten kann
Ein Zuschuss senkt einen Teil der Anfangskosten. Garantien können bestimmte Risiken abfedern; vergünstigte Darlehen verändern die Finanzierungskosten. Die IEA empfiehlt, solche Mittel gezielt dort einzusetzen, wo konkrete Hürden frühe Projekte bremsen. Beispielsweise könnten günstige Kredite oder Garantien die Bauphase unterstützen, bevor eine Anlage regulär Einnahmen erzielt.
Fördergeld ersetzt aber keine dauerhafte Regel für die Vergütung. Es muss außerdem irgendwoher kommen und sollte nach Auffassung der IEA mit einer Ausstiegsstrategie verbunden sein. Sonst bleibt offen, wie spätere Projekte ohne dieselbe Unterstützung finanziert werden sollen. Die entscheidende Frage für Indonesiens Speicherpläne ist damit nicht nur, ob Batterien Strom speichern können. Sie lautet auch, ob Verträge und Regeln ihren Wert so zuordnen, dass ein tragfähiges Projekt entsteht.
Quellen
- IEA: Financing Battery Energy Storage Systems in Indonesia, Executive Summary, 3. September 2026.
- Weltbank: FFI in Action, 1. April 2026.
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